塔河油田缝洞型油藏不同成因岩溶储集体表征

余智超，王志章，魏荷花，肖凤英，李永强

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249；2.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

在世界已经发现的油气藏中，碳酸盐岩油气藏占有举足轻重的地位，尽管碳酸盐岩油气藏数量较少，但其储量约占全部储量的50%，产量更是占世界油气总产量的60%［1］。中国碳酸盐岩油藏分布面积比较广阔，主要位于四川盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地及塔里木盆地等，油气总资源量高达百亿吨级别，显示出优越的勘探开发前景。

塔里木盆地塔河油田是中国已探明石油地质储量最大的深层、超深层海相碳酸盐岩油田。其烃源岩为寒武系—奥陶系，主要勘探目的层为奥陶系鹰山组，储层类型为岩溶型储层，平均井深大于6 000 m。截至2018 年底，探明石油地质储量近14×108t［2］。塔北奥陶系海相碳酸盐岩经多期构造破裂与古风化岩溶共同作用，主要经历了加里东中期表生岩溶、海西早期裸露风化岩溶和埋藏岩溶等多期岩溶作用过程。与常规的沉积型碎屑岩储层相比，该类储集体表现为极不规则形态和不均匀分布，具有非均质性强、储集空间多样、缝洞充填程度及油气水关系复杂、岩溶储集体识别难度大等特点，加大了对岩溶储集体内幕结构表征的难度［3-4］。

刘钰铭等提出“整合多类多尺度数据的岩溶型储集体建模”的思路，采用以“平面分区，垂向划带”岩溶模式为指导的建模方法，分别建立溶洞、孔洞、大小尺度裂缝储集体几何形态模型［5-7］。杨辉廷等提出以地震相作为训练图像；采用多点地质统计学进行储集体建模的思路［8］。以往的建模方法虽然对储集体类型进行细分，但并未从岩溶成因上划分储集体类型。生产实践证明，不同成因岩溶储集体的开发方式、特征及产量等影响因素都不尽相同。因此如何从成因上表征岩溶储集体内部非均质性强的特点，建立相应的三维地质模型，对于油田增储上产及数值模拟均具有重要意义［9-10］。

为表征岩溶型碳酸盐岩油藏成因类型多样、内幕结构复杂的特征，按照成因关系将岩溶储集体进行划分，分析不同成因储集体发育特征，并以典型缝洞单元为解剖对象，根据单元内不同岩溶储集体发育特征，进行不同成因岩溶储集体融合。采用波阻抗反演孔隙度体建立储集体属性参数表征，定量刻画此类油藏的强非均质性特征，为油藏储量计算、剩余油挖潜及开发方案调整奠定地质基础。

1 区域地质背景

塔河油田地理位置处于新疆维吾尔自治区轮台县与库车县交界处，塔克拉玛干沙漠北部，其构造位置处于塔北隆起（沙雅隆起）南部的阿克库勒凸起斜坡上，北靠雅克拉—轮台断凸，南接满加尔坳陷，东邻草湖凹陷，西边为哈拉哈塘凹陷。

塔河油田主要含油层位为奥陶系，从下到上依次为蓬莱坝组、鹰山组（O1-2y）、一间房组（O2yj）、恰尔巴克组（O3q）、良里塔格组（O3l）、桑塔木组（O3s）。其中鹰山组大面积发育，而上奥陶统在主体区大面积剥蚀。

塔河油田奥陶系缝洞型储层主要经历加里东中期Ⅰ幕、Ⅱ幕、Ⅲ幕和海西早期4个岩溶发育阶段（图1）。加里东中期Ⅰ幕岩溶作用发生于一间房组沉积末期—良里塔格组沉积前，古地貌较为平缓，起伏不大，一间房组纯灰岩地层处于整体暴露状态，有利于岩溶发育，且以具有明显层控性的溶蚀孔洞为该幕岩溶作用的标志物。加里东中期Ⅱ幕岩溶作用发生于良里塔格组沉积末期—桑塔木组沉积前，因良里塔格组泥质含量较高，不利于大气水的流动和下渗，因此该幕岩溶作用对良里塔格组的影响较弱，但通过断裂沟通下伏纯灰岩地层，从而产生溶蚀作用，具有明显的断控性。加里东中期Ⅲ幕岩溶作用发生在晚奥陶世桑塔木组沉积时期与早志留世之间，与加里东中期Ⅱ幕一样，由于桑塔木组抗溶蚀能力较强，仅形成小规模的岩溶储集体。整体上来讲，该幕岩溶作用较弱，形成的储集空间有限且规模较小。海西早期上奥陶统缺失，志留系-泥盆系被剥蚀殆尽，地层抬升，中-下奥陶统鹰山组沉积时期再次裸露地表，岩溶作用强烈，塔河油田北部抬升段发育大规模风化壳型岩溶储集体，同时由于构造作用形成的大规模断裂为岩溶水下渗提供通道，各种断控型及地下河型岩溶储集体也相当发育。

图1 塔河油田岩溶演化模式Fig.1 Evolution model of karst reservoirs in Tahe Oilfield

同时，塔河油田具备良好的油气成藏组合模式［11］，南部的满加尔坳陷为主要的生油区，由于阿克库勒凸起经历多期构造运动，区内断裂极度发育，生成的油气经断裂运移到阿克库勒凸起奥陶系以溶洞为主要储集空间的储层中，石炭系巴楚组泥岩为盖层，阻止了油气进一步扩散。

2 不同岩溶储集体发育特征

研究表明，塔河油田岩溶发育主要受古构造（断裂及其伴生裂缝）、岩溶古地貌和古水系等因素的控制。海西早期整体处于一个岩溶斜坡相带［12］，即岩溶高地与岩溶盆地的过渡带，地下水动力为垂向渗入和水平运动，风化壳型岩溶储集体、断控型岩溶洞穴及地下河均发育，其中风化壳型岩溶储集体位于表层岩溶带，断控岩溶洞穴一般位于渗流带，地下河一般位于径流带。

塔河油田风化壳型岩溶油藏包括134个多井单元，占多井单元总数的46.7%，产量占塔河油田总产量的40%。沙74 缝洞单元为风化壳型岩溶油藏的典型代表，位于塔河油田六区北部岩溶斜坡部位，风化剥蚀严重。表生岩溶储集体主要发育在局部构造高部位，受岩溶残丘控制。古地形、地貌对古岩溶系统的发育程度和分布起重要的控制作用。以单元内高产井沙74井为例，产层与奥陶系顶面距离仅为20 m，无水产油期为355 d，累积产油量高达7×104t。从该井成像测井上可以看出，表生岩溶储集体主要为小尺度缝洞体（图2），在成像测井上表现为黑色斑点状，其发育位置与测井资料解释的中小尺度储集体吻合。

图2 沙74井风化壳型岩溶储集体Fig.2 Weathering crust type karst reservoir of Well S74

断裂与油气的关系一直是中外学者关注的热点。尤其是碳酸盐岩中的断裂，不仅影响油气运移和成藏，而且对岩溶储层的形成和分布具有重要的控制作用［13-17］。塔河油田南部断溶体受多期构造挤压，沿深大断裂带发育一定规模的破碎带，经多期岩溶水沿断裂下渗或局部热液上涌使破碎带内断裂、裂缝被溶蚀改造，形成柱状溶蚀孔、洞储集体。与南部“控储成藏”的深大走滑断裂带不同，北部发育大量高角度北东及北西向逆断层，主要形成一些位于渗流带的断控型孤立洞，分布较分散，其产量与洞穴发育规模和充填程度息息相关［18］。沙65 缝洞单元内断控型岩溶储集体发育（图3），钻井过程中泥浆漏失严重，生产特征表现为高产稳产，表明其具有规模大、纵向深度高、充填程度低、连通性好等特点。

通常将发育在奥陶系顶面以下的岩溶水道称之为地下河。在岩溶区常发育于地下水面附近，是近水平的溶洞系统，若多期岩溶叠加，可能发育多层岩溶洞穴［19-20］。溶洞在岩心上识别标志主要为洞穴崩塌角砾岩和洞穴沉积岩，若沉积物具有沉积层理或流水痕迹，则多为岩溶管道系统。其油气产量通常与溶洞发育特征息息相关，高产井往往钻遇未充填的溶洞而发生放空漏失现象，一般来说，充填程度较低的井一般较易破碎，取心收获率往往较低。以地下河型溶洞发育较典型的塔7-615 井为例，第7，8，9次取心段为大型溶洞发育段，洞顶主要发育垮塌角砾岩，而下部为具有明显水流作用平行层理发育的细砂岩（图4），韵律性较好，具有良好油气显示，含油级别为油斑，并且岩心孔隙度及渗透率测定可以看出，溶洞发育段物性明显好于围岩。

3 不同成因岩溶储集体分类表征

图3 沙65缝洞单元断控型岩溶储集体发育特征Fig.3 Development characteristics of fault-controlled type karst reservoir in Unit S65

图4 塔7-615井地下河储集体发育特征Fig.4 Development characteristics of underground river type karst reservoir of Well T7-615

沙65缝洞单元位于塔河油田四区西南部，勘探面积为5.6 km2，完钻井12 口，3 种岩溶储集体均发育。首先从断层解释和岩溶分带入手，进行三维构造表征；然后利用地震、测井、岩心、成像等资料，进行不同成因岩溶储集体和溶蚀孔洞表征。

3.1 精细构造表征

沙65 缝洞单元解释断层多达31 条。本次构造建模先建立构造框架模型，这不仅保留了原始解释数据基本不变，而且节省了断层柱编辑的大量工作。在断层柱调整好后，根据地震构造解释断层切割、组合关系以及三维空间中断面与构造层面表现的错断关系，精细调整各断层面，建立精细的三维断层模型［21-22］。结合现代岩溶分带理论及岩溶储集体分布特征，以地震解释的鹰山组顶面为顶，恰尔巴克组顶面为底，以钻井上岩溶带分层数据为约束建立地层格架模型，将地层纵向上分为表层岩溶带、渗流岩溶带和径流岩溶带，再结合断层模型，构建沙65缝洞单元三维构造模型（图5）。为精细表达储层内部非均质性特征，网格平面上划分为10 m×10 m，在第1 和第2 岩溶段纵向上采用1 m 网格，在第3岩溶段采用2 m网格，总网格数达3 146×104个。

3.2 不同成因岩溶储集体表征

3.2.1 风化壳型

塔河油田奥陶系岩溶储层主要发育在一间房组和鹰山组顶部的岩溶古风化壳。分析塔河油田四区沙65 缝洞单元有测井曲线的10 口井的单井资料，结合另外2 口放空漏失井，单元内共识别出12个大型溶洞，总厚度为66.6 m。69.2%的溶洞与奥陶系顶不整合面的距离小于60 m，溶洞型储集体主要分布在浅层。

图5 沙65缝洞单元三维构造模型Fig.5 3D structural model of Unit S65

整个沙65 缝洞单元处于岩溶台地与斜坡的古地貌较高部位，整个单元风化壳型洞穴较发育，利用峰值振幅梯度属性体作为井间约束，以钻遇的风化壳测井数据体作为硬数据，采用序贯指示的方法来表征风化壳型岩溶储集体（图6a）。结果表明该类储集体主要分布在表层岩溶带，主要发育在岩溶残丘等局部高点。

3.2.2 断控型

典型的风化壳储层模式难以支撑塔北地区深层奥陶系碳酸盐岩油藏的开发，断裂与油气的关系一直是中外学者关注的热点。尤其是碳酸盐岩中的断裂，不仅影响油气运移和成藏，而且对岩溶储层的形成和分布具有重要的控制作用。随着地表水的下渗，不同岩溶带中的岩溶储集体结构特征也明显不同，断控型岩溶洞穴储集体主要位于渗流带。沙65 缝洞单元内断控型岩溶洞穴的分布与大型裂缝密切相关，顺着北西向大型断裂走向分布。以单井溶洞分布数据体作为硬数据，以波阻抗体作为建模软数据，来表征断控型岩溶洞穴储集体（图6b）。结果表明该类储集体主要分布在渗流带，洞穴大多顺着大型断裂走向发育，具有明显“断控”特点。

3.2.3 地下河型

地下河主要发育于水平径流带，为具有河流主要特性的岩溶水道，地震反射连续且呈层状分布，由于潜水面变化或者构造抬升，垂向上可发育多期次河道。地下河型溶洞的主要特征是机械沉积充填物发育，在岩心和测井曲线上均能够体现。分频能量地震属性体通过多种频带组合，对刻画地下河展布具有较好效果，主频为30 Hz 的分频能量融合体可较为清晰地刻画单元内地下河展布，结合钻井及测井资料，认为在沙65 缝洞单元发育2 期地下河系统，共识别出3 条地下河，其中2 条发育在浅层，1条发育在深层。研究发现，塔勘7-451、塔勘447 和沙65 这3 口高产井均与南北向发育规模最大的地下河有关。采用Petrel软件提取Geobody 体的方法，Geobody 体基于三维地震体，提取不同透明度阈值范围内的3D目标体，调整分频能量融合体的不透明度阈值，将其采样到模型中，得到单元内地下河岩溶洞穴的分布模型（图6c）。模型结果与实际钻井的位置完全相符，形态与地震预测结果一致，模型较好地表征了深浅地下河的空间结构。

3.3 溶蚀孔洞表征

井点上溶蚀孔洞可通过岩心、测井及动态资料识别，井间溶蚀孔洞的发育规模、空间分布等信息无法通过现有资料直接获取，需通过软数据进行井间约束。在大型断裂附近，挤压破碎作用较强，岩溶较为发育，溶蚀孔洞分布相对密集。采用序贯指示方法，主要以单井解释溶蚀孔洞数据体作为硬数据，以断层距离属性体与振幅谱梯度属性体融合建立溶蚀孔洞发育概率体作为井间约束，协同模拟建模，得到溶蚀孔洞分布模型（图6d）。溶蚀孔洞约占整个模型的10%，与钻井结果相近，且距离断层和奥陶系顶越近，溶蚀孔洞越发育，与通过观察野外露头取得的地质认识一致，证明溶蚀孔洞表征结果是可靠的。

4 不同成因岩溶储集体融合

缝洞型油藏储集体类型多样，但在模型网格系统中1 个位置只有1 种储集体存在。由于不同类型储集体分布特征不同，为更好地表征各类储集体的空间分布，采用分类建模方法，需要将不同类型的储集体融合，形成一个完整的地质模型。

首先将大尺度裂缝模型粗化到网格中，再分别将大断裂、溶洞及溶蚀孔洞模型融合，得到沙65 缝洞单元储集体融合模型。针对其发育规律，制定储集体融合原则［23］:每个网格储集体类型唯一，忠实于钻井储集体类型，大型溶洞与断裂优先，其次为溶蚀孔洞和小尺度裂缝。

图6 S65缝洞单元岩溶储集体分类表征Fig.6 Classification and characterization of karst reservoirs in Unit S65

按照上述融合技术，将建立的沙65缝洞单元大型溶洞、溶蚀孔洞、大尺度裂缝、基质融合为完整的沙65 缝洞单元缝洞型油藏模型。将融合模型剖面（图7）与钻井储集体进行对比，与钻井数据完全一致，融合的结果与地质认识也较为符合。

5 不同成因岩溶储集体属性参数表征

利用建立的岩溶储集体模型，采取相控建模的方法，对储集体的属性参数分布进行研究，建立岩溶储集体属性参数模型。由于渗透率为矢量，具有多方向性，且在这种非均质性极强的缝洞型碳酸盐岩油藏中孔渗关系复杂，不像碎屑岩孔渗规律那么明显，故不考虑渗透率模型的建立。

以往对于岩溶储集体属性参数模型的建立往往采用测井解释与生产标定赋值来实现，但此方法存在2个弊端:①测井解释储集体存在多解性，解释的储集体类型不一定准确，但仍用作硬数据，导致储集体孔隙度无法使用。②对于井间岩溶储集体的属性参数采用随机模拟的方法，属于井间插值的范畴，可信度较低。为此，针对现存的岩溶型储层属性参数建模难点，提出建模新方法。其思路为:以大量成像测井观察到的储集体类型为储集体识别依据，结合单井不同类型储集体波阻抗与测井解释孔隙度之间的关系，总结出不同类型岩溶储集体波阻抗与孔隙度的定量关系，直接由波阻抗体反演得到孔隙度体。

图7 沙65缝洞单元分类储集体融合剖面Fig.7 Combined section of classified reservoirs in Unit S65

成像测井以数据量大、分辨率高、成像直观精细等特点在裂缝评价、岩性识别、构造分析、沉积相研究等方面具有独特优势。很多地质信息可以直接根据FMI 图像解释得出。选取主体区20 口井的成像照片，对裂缝、溶洞和溶蚀孔洞这3种不同类型岩溶储集空间进行识别（图8），裂缝在FMI 上呈黑色的正弦曲线，溶洞一般被砂泥质充填，溶蚀孔洞则呈黑色的斑点状。结合单井波阻抗与孔隙度信息建立了不同储集空间波阻抗分布及与孔隙度之间的关系。对于大型溶洞，波阻抗分布范围较广，这是溶洞中充填物类型及充填程度的复杂多样造成的，总体上，溶蚀孔洞与裂缝的波阻抗分布则较为集中，孔洞波阻抗值一般为1.6×107～1.65×107kg/m3·（m/s），裂缝波阻抗值主要大于1.66×107kg/m3·（m/s），二者波阻抗与孔隙度大致呈线性关系（图9a）。溶洞波阻抗值一般小于1.6×107kg/m3·（m/s），其波阻抗与孔隙度呈指数关系（图9b）。在相控约束条件下，利用不同储集体波阻抗与孔隙度的关系，由反演波阻抗体得到各类储集体孔隙度模型，最后融合为整个油藏孔隙度模型（图10）。从单井验证结果来看，反演得到的单井孔隙度与测井解释的差别较小。最终基于地质模型分别计算不同岩溶储集体类型的石油地质储量，其优势在于充分考虑储层的非均质性，采用网格积分的方法对每个网格含油体积进行累加，与传统的容积法计算储量差别较大，该方法明显提高了储量计算的准确度，计算总石油地质储量为413×104t，与油藏动态预测储量为425×104t 基本一致。

6 结论

将岩溶储集体按成因分为风化壳型、断控型和地下河型，以沙74、沙65 和塔7-615 典型缝洞单元为例，分析了3 种不同成因储集体发育特征。首次提出基于不同岩溶成因类型的岩溶储集体的建模方法，分别建立离散分布模型，并最终与孔洞和裂缝一起融合成完整的油藏模型，表征结果与地质认识较为相符。对属性参数模型的建立，以大量成像测井观察到的储集体类型为基础，结合单井不同类型储集体波阻抗与测井解释孔隙度之间的关系，总结出不同类型岩溶储集体波阻抗与孔隙度的定量关系，直接由波阻抗体反演得到孔隙度体。最终储量计算结果与油藏动态预测的结果一致。

图8 FMI上不同岩溶储集空间类型Fig.8 Different reservoir space types of karst reservoirs on FMI

图9 不同岩溶储集空间波阻抗与孔隙度关系Fig.9 Relationship between wave impedance and porosity in different karst reservoirs

图10 沙65缝洞单元油藏属性模型Fig.10 Property model of oil-bearing reservoir in Unit S65